海上油气田柔性直流输电系统关键技术及应用方案

李强;魏澈;洪毅;周志超;姜田贵;张丽娜

【摘 要】基于目前海上油气田电力现状及特点,论证了采用柔性直流输电系统通过陆地电网给海上油气田供电的必要性和可行性,并对柔性直流输电技术在海上油气田应用的关键技术进行了研究,包括系统主接线设计、换流器与海底电缆的电压等级选取以及海上平台换流站与控制保护系统的设计等.以渤海某油田具体工程项目为例,从用电负荷、主接线形式、系统容量选择以及换流器和海底电缆的选取等方面介绍了该油田采用柔性直流输电的技术方案,并与平台自发电方案进行了经济性指标对比.结果表明,采用柔性直流输电技术利用岸电为该油田供电能节省一次投资约10％以上,降本增效显著.本文研究成果对于实现我国海上油气田柔性直流输电系统国产化具有十分重要的意义. 【期刊名称】《中国海上油气》 【年(卷),期】2016(028)002 【总页数】5页(P156-160)

【关键词】海上油气田;柔性直流输电系统;主接线形式;换流器;海底电缆;电压等级选取;海上平台换流站设计;控制保护系统设计 【作 者】李强;魏澈;洪毅;周志超;姜田贵;张丽娜

【作者单位】中海油研究总院 北京 100028;中海油研究总院 北京 100028;中海油研究总院 北京 100028;浙江省电力设计院 浙江杭州 31000;南京南瑞继保电气有限公司 江苏南京 21000;中海油研究总院 北京 100028

【正文语种】中 文 【中图分类】TU852

长期以来，海上石油平台一般均采用海上自发电方案，即在中心处理平台或浮式生产储油、卸油装置上设置一个或多个主电站，通过海底电缆将电站互联并向周边井口平台供电[1-2]。随着区域油田开发规模越来越大以及增产措施等带来的电力负荷的增加，海上平台电力负荷变得十分可观。此外，部分油田没有伴生气或者伴生气不足，主电站须采用原油发电机组，原油自耗量巨大。而采用柔性直流输电技术利用岸电为海上油气田供电可以很好地解决上述问题。从技术上讲，柔性直流输电技术具有可控性好、易于控制有功无功、损耗小、无需无功补偿等优点，可向孤岛无源系统供电，特别适用于远距离、大容量输电工程，如海上石油钻井平台、海上风电场等[3-4]。从环保及经济性上讲，海上自发电的一次能源为原油或天然气，而岸电的一次能源包括水力、核能、太阳能、风力等清洁能源，节能减排显而易见。 自1997年世界上首个柔性直流输电工程——赫尔斯扬示范工程投入运行以来，柔性直流输电技术得到了快速发展。国外已投入运行或在建的柔性直流输电工程达20个以上，主要应用于城市间电网联网、海上风电场及海上油气田，其中海上油气田的柔性直流输电工程相对较少，主要有TROLL1&2、VALHALL、TROLL3&4等[5]。国内第一个柔性直流输电工程是2011年投入运行的上海南汇柔性直流输电工程，为国内自主研发与建设的亚洲首个柔性直流输电工程。近年投入运行的还有南澳柔性直流输电示范工程、舟山多端柔性直流输电工程，在建的有厦门柔性直流输电工程、云南鲁西背靠背柔性直流输电工程[6-7]。国内柔性直流输电技术主要着重于海上风电场及电网互联等研究与工程应用，而对海上油气田应用尚缺乏研究，相关工程技术均被国外公司垄断。因此，结合海上油气田的需求与特点，研究海上油气田柔性直流输电系统关键技术及应用方案，对实现我国海上油气田柔性直

流输电系统国产化具有十分重要的意义。

海上油气田的电力负荷一般在几十兆瓦到几百兆瓦之间，由于生产连续性要求高，对供电可靠性要求非常高，因此海上油气田柔性直流输电系统须采用双回路供电模式，即2套完全的柔性直流输电系统并联，每套直流输电系统采用单换流器对称接线形式，如图1所示。这种接线方式供电可靠性高，2套直流输电系统之间完全，不会相互影响，单套直流系统故障不会出现全油田供电中断[8-9]。考虑到基于模块化多电平技术的换流器为当前主流技术，本文主要针对该类型换流器进行研究与设计。

2.1 系统电压与电流关系分析

柔性直流输电系统主要参数包括额定输送功率PN、直流电流Idc及额定直流电压Udc，三者关系如下：

换流器某相的桥臂电流与直流电流及交流侧电流关系如下：

式(2)、(3)中:ip为上桥臂电流，A；iv为交流侧电流，A；in为下桥臂电流，A。 以渤海某油田为例，油田电力负荷约为50 MW，柔性直流输电系统主接线采用图1的接线形式，单套直流系统额定输送功率一般约为负载的75%，故设计为40 MW。通过计算得到该系统直流电压与直流电流和换流器桥臂电流有效值的关系如图2所示。从图2可知，在选择400 A通流能力的IGBT(绝缘栅双极型晶体管)之后，系统额定电压应选择IGBT通流能力大于换流器桥臂电流区域内的电压，即系统电压应设计为35 kV及以上。此外，由于柔性直流输电系统不像交流输电系统有标准的额定电压等级，其输电工程的设计、建设都是针对具体工程进行，实现最优的系统参数设计。因此，柔性直流输电工程电压等级选取的主要原则是技术和经济上合理、电网安全可靠、确保设备供应等[10]。 2.2 换流器电压等级选取

换流器是柔性直流输电系统的关键设备，而全控型器件IGBT或IGCT(集成门极换

流晶闸管)是换流器的核心元器件。确定了系统额定功率，并选择相应通流能力的全控型器件，就可以基本确定系统的最低电压等级。

计算表明，渤海某油田柔性直流输电系统换流器如果选择3 300 V、400 A的IGBT，在考虑一定的余量之后，直流系统额定电压可确定为±40 kV，则子模块数约需要324个(子模块个数等于直流电压差除以单个IGBT承受电压再乘以桥臂数及冗余率)。如果换流器选择3 300 V、800 A的IGBT，在考虑一定的余量后，直流系统额定电压可确定为±30 kV，则子模块数约需要243个。对于IGBT额定电流为400 A的方案，虽然单个子模块的造价低、体积较小，但是由于需要串联的个数增多，换流器的费用并不一定占优。另外，海上油气田应用中换流器的体积与重量也是关键指标之一，±40 kV方案中虽然子模块单体尺寸要小，但串联个数多，且由于电压等级高之后绝缘间距等都相应增加，因此其换流器的体积比±30 kV的方案要大得多，约需增加50%的空间布置。因此，换流器电压等级的选取需要综合考虑费用、体积及重量等因素。 2.3 海底直流电缆电压等级选取

在一定输送容量下，海底电缆的电压等级越高，绝缘水平要求也越高，相应的成本也随之增加；但是，海底电缆等级越高，其载流量就越小，相应的电缆截面也越小，导体的成本也会随之降低。仍然以渤海某油田40 MW系统为例，如果电压等级为±30 kV，可以选择截面为500 mm2的海底电缆；如果电压等级为±50 kV，则可以选择截面为240 mm2的海底电缆。据了解，海底电缆从±30 kV增加至±50 kV所带来的绝缘成本有限，但是由于电缆截面大大减小了，因此相应导体费用也减小了。此外，海底电缆电压等级的选取除了考虑绝缘及截面差异导致的成本差异外，还须考虑不同电压等级下海底电缆带来的线损不同而导致的维护费用上的差别[11]。

总的来说，换流器与海底电缆是海上油气田柔性直流输电系统的2个关键部分，

在整个工程投资比重也最大，因此在选取直流系统电压等级、额定电流时既要兼顾换流器、海底电缆的一次投资以及海上换流站模块占地面积所带来的间接费用,也要兼顾系统损耗。最终按如图3所示流程综合考虑各因素，确定输电系统综合最优方案。

3.1 紧凑式海上平台换流站设计原则

与陆地电网互联应用不同的是，海上油气田应用时要求换流站的体积越小越好、重量越轻越好，整体原则是紧凑型、模块化设计。具体设计原则为:

1) 换流站作为整体结构模块布置在平台的顶层甲板，要充分利用空间的高度，尽量缩小模块的占地面积。

2) 交流高压电气设备采用GIS(气体绝缘开关)设备，并通过油气套管与联结变压器本体连接，从而避免变压器高压部位无外露，减少盐雾潮湿环境对裸露设备的腐蚀风险，也能有效节省平台占地面积。

3) 换流站模块电气房间均保持微正压，确保平台上的防爆与防腐要求。 3.2 控制保护系统设计原则

柔性直流输电系统的控制保护系统一般可分为运行人员控制层、控制保护层、I/O(输入/输出)层，其中运行人员控制层主要是运行人员进行操作与系统监视的SCADA(数据采集与监视控制)系统；控制保护层是柔性直流输电控制保护的核心，包括系统级控制、换流器控制保护；I/O层是与交直流设备、辅助系统等之间的接口，由分布式I/O单元及测控装置组成。

由于海上平台运行维护人员配备有限，须在岸上实现对海上换流站的远程监控、故障诊断与分析、控制等功能[12]，因此设计时应将运行人员控制层升级优化为岸电一体化智能监控中心，将其设置在岸上换流站内，除了具备SCADA功能之外，还应具备海上换流站远程故障诊断与分析、海底电缆一体化监控等高级应用功能。此外，海底电缆的安全稳定运行直接影响到直流系统的供电可靠性，因此构建海底电

缆一体化监控系统也十分必要。海底电缆故障主要是受到外力的破坏，如船舶的锚害等，因此可以采用光纤传感技术实现对海底电缆的温度监测、应力变化监测、扰动监测，同时配置AIS(船舶自动识别系统)海缆监控预警系统，实现对进入海底电缆路由警戒区域的船只发出警告，避免抛锚伤害海缆。控制保护层以及I/O层内的控制保护策略与系统架构等相对比较成熟，本文不再赘述。 4.1 油田概况

渤海某油田综合调整新建生产设施包括3座平台及相应的海底管线与平台间供电海底电缆。新建的3座平台总的用电负荷约为50 MW，油田原有主电站不能满足新建平台用电负荷需求，因此需要考虑新建主电站或者通过岸电供电。如果采用海上自发电，中心平台须增加5台15 MW的原油透平发电机组，投资大，且消耗较多的原油，操作维修费用高。考虑到该区域离陆地较近，仅需海缆路由长度约50 km,且目前柔性直流输电技术较为成熟，因此采用岸电供电模式。 4.2 应用技术方案

根据用电负荷大小、线路路由及远期规划，该项目拟采用柔性直流输电系统进行输电。

1) 基本原则。

海上平台用电负荷按一级负荷考虑。根据负荷特性要求，需从陆地电网不同变电站分别引入一路220 kV进线至陆地换流站；岸电工程除了考虑本期工程50 MW用电负荷之外，还须考虑远期附近油田接入可能性，即岸电换流站的进线规模须按照130 MW考虑，陆地换流站须考虑远期增加换流站可行性。 2) 直流输电系统方案。

考虑到海上油气田对供电可靠性要求高的特点，采用图1所示主接线形式，即陆地换流站至海上换流站由2套完全的单换流器对称接线系统并联组成。根据业主要求，岸电系统无需考虑已有生产设施的供电，只需考虑为新增平台的负荷供

电，具体有单套系统额定容量为30、40、50 MW等3种方案可以选择。3种方案的比较见表1，可以看出，2×40 MW方案的供电可靠性相对较高，设备投资适中，且系统损耗也不大，因此推荐采用该方案。

本项目中单套系统的额定容量为40 MW，综合比较目前国内外类似输电工程的案例，针对±30、±40、±50、±60 kV等4个电压等级，从换流站投资与占地面积、海底电缆投资、系统损耗等方面进行了综合对比分析，结果表明±40 kV方案与±60 kV方案占地面积相当，这2个方案的综合指标最优。但是±60 kV方案线损比±40 kV方案要低，且目前已有成功案例，同时考虑为后期高电压等级、大容量系统积累经验，在项目中推荐采用±60 kV方案。 该油田柔性直流输电系统示意图如图4所示。 3) 经济性指标。

该油田如果采用自发电方案则须增加5台15 MW原油发电机组，且须以原油为燃料发电。如果采用柔性直流输电技术利用岸电为油田供电，则可有效解决燃料紧缺问题，实现节能减排。据计算，该项目采用国产柔性直流输电系统情况下一次投资(包括柔性直流输电系统投资及与自发电相比油田工程方案的差异投资)可节省约10%以上，后期操作维修费用也可减少10%以上，降本增效明显。

采用柔性直流输电技术为海上油气田供电在技术上是可行的，经济上需要结合岸电的投资、海上自发电的投资进行综合比较，同时还需要考虑岸上换流站建设、电网入网许可等对工程进度的影响。随着海上油气田规模的扩大以及节能减排等需求的推动，采用柔性直流输电系统为海上石油平台供电将为海上油气田开发提供一种新的选择，而且多端柔性直流输电系统未来也将会在海上油气田得到应用，甚至会形成“陆地电网-海上油气田-海上风电场”多端直流网络，进一步推动海上区域油气田开发。

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